界面新聞記者 | 戴晶晶

7月15日-18日，黨的二十屆三中全會將在北京召開，重點研究進一步全面深化改革、推進中國式現代化問題。5月，中共中央總書記習近平在山東濟南召開的高層企業和專家座談會，釋放深化電力體制改革的信號，引發市場關注。

電力體制改革是中國經濟體制改革的重要組成部分。2002年12月，國務院下發《電力體制改革方案》(電改5號文)，提出“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”的16字方針；2015年3月，《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(下稱電改9號文)公布，啟動新一輪電改，電力市場化改革持續向縱深推進。

電改9號文要求，在全國范圍內逐步形成競爭充分、開放有序、健康發展的市場體系，明確“管住中間、放開兩頭”的體制架構，并建立輸配電價機制，計劃在售電側引入競爭，以及建立相對獨立的電力交易機構。

新一輪電改至今已逾九年，在實現保供穩價的同時，“半計劃、半市場”的雙軌制仍存，電價機制轉變滯后，諸多問題仍有待進一步解決。

此外，自2020年“雙碳”目標提出，中國能源結構加速向多元化、清潔化轉變，電力系統作為推動新型能源體系建設的重要載體，進化目標已超越體制改革范疇，亟需在功能上重新定位，并調整系統形態、調控體系等方面，以支撐新能源成為主體。

從2023年7月，中央全面深化改革委員會第二次會議審議通過《關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的指導意見》，強調要深化電力體制改革，健全適應新型電力系統的體制機制，到今年政府多次表態，新一輪電改已箭在弦上。

中信證券認為，中國新一輪電力體制改革已開啟，電改成為能源安全與雙碳轉型兩大戰略的關鍵支點，或成為三中全會的重要改革方向之一，加速新能源入市、緩解消納壓力或是此次改革的重點。

結合近期部委與官方動態，深化電改方向眾多，重點或圍繞推動新能源入市消納、完善電價機制與市場化改革等方面進行。

新能源發展與入市

盡管近兩年全國電力供需形勢良好，未出現2021年大規模拉閘限電的現象，但可再生能源滲透率提高疊加極端天氣頻發，給電力保供帶來壓力。2022年，中國水電大省四川遭遇極端高溫干旱，出現電力缺口。

此外，隨著新能源大規模發展，系統調節能力不足、能源生產和負荷中心不匹配等問題顯現，對電力系統安全穩定運行帶來挑戰。

國家發改委在今年表示，目前電力系統調節能力尚難以完全適應新能源發展需要，導致電力運行高峰時段頂峰能力不足與低谷時段消納問題并存，成為影響電力供需平衡、制約新能源高效利用的突出問題。

水電水利規劃設計總院副院長張益國撰文提及，新能源的波動性還主要依賴于電力系統中的煤電、水電、抽水蓄能等傳統電源，新能源大規模發展對調節資源需求日益增大。

以西北電網為例，2023年12月，西北五省區合計2億千瓦的新能源裝機最大出力接近9000萬千瓦，但在個別晚高峰最大負荷時段，全部發電出力僅260萬千瓦，不足部分全部需要常規電源配合調節。

作為備受關注的新型儲能，在裝機規模大幅提高的同時，卻面臨著利用率低，收益模式不明晰等問題，入局艱難。

今年6月末，國家審計署發布《國務院關于2023年度中央預算執行和其他財政收支的審計工作報告》指出，新能源開發利用缺乏統籌。五省部分地區不顧自身消納、外送和配套保障能力上馬新能源項目，個別已投產項目2021年以來已累計棄電50.13億千瓦時。

此外，50個“沙戈荒”大型風電光伏基地項目“碎片化”。401個子項目中，有385個單體規模小于要求的100萬千瓦，增加配套電網建設與并網難度。

消納困難帶來的主要影響之一是，新能源裝機容量實現了躍進式增長，但發電量占比沒有同步增加。

2023年，國家電網經營區全年新增風光新能源裝機容量2.26億千瓦，累計新能源裝機達到8.7億千瓦，占電源總裝機的37.7%，同比提高6.1個百分點。全年新能源發電量1.2萬億千瓦時，僅占總發電量的16.9%，同比提高2個百分點。

推動新能源消納的重要措施之一是，將是電網建設和電網升級。

今年，政府已多次從電網建設方面提及，要增強新能源并網消納能力。

2月29日，中共中央政治局就新能源技術與中國的能源安全進行第十二次集體學習，習近平在主持學習時指出，要適應能源轉型需要，進一步建設好新能源基礎設施網絡，推進電網基礎設施智能化改造和智能微電網建設，提高電網對清潔能源的接納、配置和調控能力。

3月1日，國家發改委、能源局印發《關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見》提出，電網企業要聚焦電網主業，持續加大配電網投資力度。鼓勵多元主體投資配電網，創新投資方式。 到2025年，具備5億千瓦左右分布式新能源、1200萬臺左右充電樁接入能力。

與此同時，“95%消納紅線”的取消和新能源加速入市，正在推動新能源承擔系統平衡責任，重估投資收益。

國家發改委、能源局2022年1月發布的《加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》明確，到2030年，新能源全面參與市場交易。這標志著可再生能源向市場化消納邁出重要一步。

2023年，新能源市場化交易電量已達6845億千瓦時，占新能源總發電量的47.3%。

今年4月1日起，新版《全額保障性收購可再生能源電量監管辦法》正式施行，將可再生能源發電項目的上網電量劃分為保障性收購電量和市場交易電量，也意味著電網將不再承擔可再生能源電量全額收購義務。

但當前電力市場機制對新能源的適應性有待加強，加上新能源綠色價值還未充分體現，新能源投資收益無法得到保障。

今年全國兩會期間，天合光能(688599.SH)董事長高紀凡的議案提出，現行市場交易機制更多針對常規電源特點設計，不符合新能源出力特性，降低了新能源在電力現貨市場中的競爭力。

5月，國家能源局發布的《關于做好新能源消納工作 保障新能源高質量發展的通知》，要求加快建設與新能源特性相適應的電力市場機制。優化省間電力交易機制，根據合同約定，允許送電方在受端省份電價較低時段，通過采購受端省份新能源電量完成送電計劃。

此外，打破省間壁壘，不得限制跨省新能源交易。探索分布式新能源通過聚合代理等方式有序公平參與市場交易。建立健全區域電力市場，優化區域內省間錯峰互濟空間和資源共享能力。

電價機制與市場化改革

“國內電力體制改革過程中亟需解決的一個問題是，是否承認價格對供求關系的調節作用。”

2023年，清華大學能源互聯網電力碳中和專委會主任、中國能源研究會儲能專委會副主任委員夏清在接受《澎湃新聞》采訪時指出，中國電力體制改革走到今天，不應僅僅是供給側改革，即競價上網；更重要的是需求側改革，也就是要競價購電。只有競價上網和競價購電協同起來，才能構成整體對稱的電力市場改革。

去年7月，國家發改委在新聞發布會上表示，將進一步完善電價政策和市場機制，引導電力用戶優化用電方式，主動削峰填谷。

今年，博鰲亞洲論壇副理事長、中國人民銀行前行長周小川也多次公開表示，要疏通價格傳導機制。周小川認為，隨著人均收入的顯著提高、電氣化的轉變和電源特性的變化，居民電價變得至關重要，不可或缺。當前從擴大階梯電價入手是更容易被接受的切入口。

2015年開啟新一輪電改以來，在能源危機、電力保供和新能源發展的倒逼下，市場化改革提速。

2021年，電、煤價格嚴重倒掛，國家發改委發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，有序放開全部燃煤發電電量上網電價，將燃煤發電市場交易價格浮動范圍擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。

發改委表示，此次改革，在放開發電側上網電價、用戶側銷售電價方面取得了重要進展，標志著電力市場化改革又邁出了重要一步。

2021年11月下發的《加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》要求，到2025年，全國統一電力市場體系初步建成；到2030年，全國統一電力市場體系基本建成。

2023年，全國電力市場交易電量5.67萬億千瓦時，占全社會用電量比例從2016年不到17%上升至61.4%。

今年7月1日起，《電力市場運行基本規則》作為全國統一電力市場“1+N”基礎規則體系中的“1”也正式生效，為一系列電力市場基本規則等規范性文件提供依據。

電力現貨市場、中長期市場和輔助服務市場為電力市場的基本功能模塊。功能上，現貨市場負責發現電力實時價格、準確反映供需關系，并實現電力系統的調峰。

近兩年，電力現貨市場是電力市場化改革的重點。2023年9月18日，國家發改委、能源局發布《電力現貨市場基本規則（試行）》，為2015年新電改以來出臺的國家層面首份電力現貨市場建設規則。

去年10月，國家發改委、能源局發布《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》，推動現貨市場轉正式運行，并有序擴大現貨市場建設范圍、加快區域電力市場建設，以及持續優化省間交易機制。此后， 山西省、廣東省和山東省電力現貨市場先后轉正。

現貨市場能夠長周期運行并不代表已建設完成。目前，多數地區超90%的電量的價格在中長期交易時就被鎖定，僅有小部分電量參與現貨市場競價，現貨價格無法充分反映電力供需情況。

另外，儲能、虛擬電廠等新興市場主體參與電力現貨交易程序還有待優化，也需要推動更多新能源參與現貨市場的結算。

電力市場化改革同樣意味著要打破市場壟斷和市場壁壘，深化電網體制改革。

回歸到電改9號文，該文件提出，改變電網企業“集電力輸送、電力統購統銷、調度交易為一體”的狀況，主要從事電網投資運行、電力傳輸配送，負責電網系統安全，保障電網公平無歧視開放，按國家規定履行電力普遍服務義務 。

2021年10月，中央下發《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》，再次提出推進電網體制改革，明確以消納可再生能源為主的增量配電網、微電網和分布式電源的市場主體地位。

2023年6月1日起，中國通過簡化用戶類型、首次按照電壓等級核定容需量電費、單列上網線損和抽水蓄能容量電費，以及健全激勵機制等方面推進了第三輪輸配電價改革， 輸配電價核定更加精準透明。

但在過去的九年多，電網企業競爭性輔業仍未徹底剝離、配售業務有限分離。實際工作中，增量配電業務改革試點、微電網和隔墻售電等示范項目也常常與電網企業產生矛盾，無法推進。

中國社會科學院工業經濟研究所能源經濟室研究員朱彤曾在解釋新型儲能利用率低等情況時表示，具體到中國目前的情況，新型儲能所缺失的體制機制條件還需要進一步梳理：電力體制改革是否已經對網絡運營商實現了有效監管，壟斷性環節與競爭性環節是否實現了徹底分離，輸配電價改革是否使網絡運營商的行為真正轉變為“網絡運營商”等。

“這些是電力市場有效競爭和有效監管得以實現的前提，也構成了包括新型儲能在內的所有‘新’的分布式靈活性資源有效運行和價值實現所需要的體制機制前提。  ”朱彤稱。